La industria petrolera canadiense surgió en paralelo a la de Estados Unidos . Sin embargo, debido a la geografía , la geología , los recursos y los patrones de asentamiento únicos de Canadá , se desarrolló de maneras diferentes. La evolución del sector petrolero ha sido un factor clave en la historia de Canadá y ayuda a ilustrar cómo el país se volvió bastante distinto de su vecino del sur.
Aunque la industria convencional de petróleo y gas en el oeste de Canadá es madura, los recursos petrolíferos del Ártico y de alta mar del país se encuentran en su mayoría en las primeras etapas de exploración y desarrollo. Canadá se convirtió en un gigante productor de gas natural a fines de la década de 1950 y es el segundo, después de Rusia , en exportaciones; el país también alberga las instalaciones de extracción de líquidos de gas natural más grandes del mundo . La industria comenzó a construir sus vastas redes de oleoductos en la década de 1950, comenzando así a desarrollar los mercados nacionales e internacionales a gran escala.
A pesar de miles de millones de dólares de inversión, su bitumen —especialmente dentro de las arenas petrolíferas de Athabasca— sigue siendo sólo un recurso parcialmente explotado. Para 2025, este y otros recursos petroleros no convencionales —las fronteras norte y offshore y los recursos de crudo pesado en Occidente— podrían colocar a Canadá en los primeros puestos entre las naciones productoras y exportadoras de petróleo del mundo . En una reevaluación de los recursos globales de 2004, la EIA de los Estados Unidos colocó las reservas de petróleo canadienses en segundo lugar; sólo Arabia Saudita tiene mayores reservas probadas . En 2014, la EIA ahora clasifica a Canadá como tercero en reservas mundiales de petróleo con alrededor de 175 mil millones de barriles, mientras que Arabia Saudita es segundo con alrededor de 268 mil millones de barriles y Venezuela ocupa el primer lugar con alrededor de 297 mil millones de barriles de reservas. [1] [2]
Hay muchas historias pintorescas que rodean el desarrollo inicial de la industria petrolera . El sector petrolero en ciernes implicó aventureros audaces, algún que otro fraude, innovaciones importantes y, al final, un éxito de talla mundial. La producción petrolera canadiense es ahora una parte vital de la economía nacional y un elemento esencial del suministro mundial . Canadá se ha convertido en un gigante energético.
En su blog titulado "Petróleo y gas canadienses: los primeros 100 años", Peter McKenzie-Brown dijo que "los primeros usos del petróleo se remontan a miles de años. Pero si bien la gente ha conocido y utilizado el petróleo durante siglos, Charles Nelson Tripp fue el primer canadiense en recuperar la sustancia para uso comercial. El año era 1851; el lugar, Enniskillen Township , cerca de Sarnia , en la actual Ontario (en ese momento Canadá Oeste ). Fue allí donde Tripp comenzó a incursionar en los misteriosos yacimientos de goma cerca de Black Creek. Esto llevó a la incorporación de la primera compañía petrolera en Canadá ". [3]
" El 18 de diciembre de 1854, el Parlamento autorizó la creación de la International Mining and Manufacturing Company, con CN Tripp como presidente. La carta constitutiva facultaba a la compañía para explorar yacimientos de asfalto y manantiales de petróleo y sal, y para fabricar aceites, pinturas de nafta y fluidos para quemar". [3]
"La minería y la fabricación internacionales no fueron un éxito financiero, pero el asfalto de Tripp recibió una mención honorífica por su excelencia en la Exposición Universal de París de 1855. Varios factores contribuyeron a la caída de la operación. La falta de carreteras en la zona dificultaba enormemente el traslado de maquinaria y equipo hasta el lugar. Y después de cada lluvia intensa, la zona se convertía en un pantano y los lechos de goma hacían que el drenaje fuera extremadamente lento. Esto se sumaba a la dificultad de distribuir los productos terminados". [3]
Según Peter McKenzie-Brown, "cuando James Miller Williams se interesó y visitó el lugar en 1856, Tripp se deshizo de sus esperanzas, sus sueños y las propiedades de su empresa, reservándose un lugar en la nómina como terrateniente . El ex constructor de carruajes formó JM Williams & Company en 1857 para desarrollar las propiedades de Tripp. Además de asfalto, comenzó a producir queroseno ". [3] "El agua superficial estancada y llena de algas se encontraba casi por todas partes. Para asegurar mejor agua potable, Williams cavó (en lugar de perforar) un pozo a unos pocos metros de una pendiente desde su planta". [3] En 1858, a una profundidad de 14 pies (4,3 m) [4] el pozo encontró petróleo. Se convirtió en el primer pozo petrolero comercial en América del Norte, recordado como el pozo Williams No. 1 en Oil Springs, Ontario . [5] The Sarnia Observer y Lambton Advertiser , citando al Woodstock Sentinel , publicado en la página dos el 5 de agosto de 1858: [6] Pasaron 12 años desde que se perforó el primer pozo de petróleo en el asentamiento de Bakú (Bibi-Heybat) en 1846 en la península de Apsheron.
Se acaba de hacer un importante descubrimiento en el municipio de Enniskillen. Hace poco tiempo, un grupo de personas que cavaba un pozo en el borde de un lecho de betún descubrió una veta de petróleo que, al combinarse con la tierra, forma el betún.
'Algunos historiadores cuestionan la afirmación de Canadá de que fue el primer yacimiento petrolífero de Norteamérica , argumentando que el famoso pozo Drake de Pensilvania fue el primero del continente. Pero hay pruebas que respaldan a Williams, y una de ellas es que el pozo Drake no entró en producción hasta el 28 de agosto de 1859. El punto controvertido podría ser que Williams encontró petróleo sobre el lecho rocoso, mientras que el pozo del "coronel" Edwin Drake localizó petróleo dentro de un yacimiento de lecho rocoso . " [3]
"No sabemos exactamente cuándo Williams abandonó su refinería de Oil Springs y transfirió sus operaciones a Hamilton. Sin embargo, con seguridad ya operaba allí en 1860. Los anuncios para espectadores ofrecían aceite de carbón a la venta a 16 centavos por galón para cantidades que iban desde 4.000 galones estadounidenses (15.000 L) hasta 100.000 galones estadounidenses (380.000 L)". [3]
En 1859, Williams poseía 800 acres de tierra en Oil Springs. Williams se reincorporó en 1860 como la Canadian Oil Company. [7] Su compañía producía petróleo, lo refinaba y comercializaba productos refinados. Esa combinación de operaciones califica a Canadian Oil como la primera compañía petrolera integrada del mundo .
" La exploración en los bosques del condado de Lambton se aceleró con el primer pozo de petróleo en 1860: los pozos anteriores habían dependido de bombas manuales. El primer pozo de petróleo surgió el 16 de enero de 1862, cuando se encontró petróleo a 158 pies (48 m). Durante una semana, el petróleo brotó sin control a niveles que se informaron tan altos como 3.000 barriles por día, y terminó cubriendo las distantes aguas del lago St. Clair con una película negra". [3] [8] Existe una controversia histórica sobre si fue John Shaw u otro perforador petrolero llamado Hugh Nixon Shaw quien perforó este pozo de petróleo; el artículo de periódico citado a continuación identifica a John Shaw. [9]
La noticia del manantial se difundió rápidamente y apareció en el Hamilton Times cuatro días después: [10]
Sólo tengo tiempo para mencionar que hoy, a las once y media de la mañana, el señor John Shaw, de Kingston, CW, extrajo una veta de petróleo en su pozo, a una profundidad de ciento cincuenta y ocho pies en la roca, que llenó el pozo superficial (cuarenta y cinco pies hasta la roca) y los conductores [sic] en el transcurso de quince minutos, y comenzó a fluir de inmediato. Difícilmente se lo pueda creer, pero, sin embargo, es así, que el enorme flujo actual de petróleo no puede estimarse en menos de dos mil barriles por día (veinticuatro horas), de petróleo puro, y la cantidad aumenta cada hora. Vi a tres hombres en el transcurso de una hora llenar cincuenta barriles con el flujo de petróleo, que se escapa en todas direcciones; la planicie presenta la apariencia de un mar de petróleo. La excitación es intensa y cientos de personas se apresuran de todas partes para ver este extraordinario pozo.
"Siguiendo el ejemplo de Williams, prácticamente todos los productores importantes en los inicios del negocio petrolero se convirtieron en sus propios refinadores . En 1864 funcionaban siete refinerías en Petrolia, Ontario , y veinte en Oil Springs; en conjunto, procesaban unos 80 metros cúbicos de petróleo al día". [3] También había refinerías en Wyoming , donde el Great Western Railway (posteriormente Grand Trunk Railway ) podía llevar el petróleo al mercado. [11]
"En 1865, el petróleo se vendía a 70 dólares el metro cúbico (11,13 dólares el barril), pero los yacimientos de Ontario produjeron demasiado y demasiado rápido, y en 1867 el precio había caído a 3,15 dólares el metro cúbico (0,50 dólares el barril). En 1866, la industria petrolera de Oil Springs se paralizó abruptamente y la población se desplomó de la noche a la mañana: en 1870, Oil Springs y Bothwell eran yacimientos muertos, pero se produjeron otros auges a medida que los perforadores explotaban formaciones más profundas y nuevos yacimientos". [3] [12] Muchos perforadores locales se trasladaron varios kilómetros al norte, a Petrolia, donde las operaciones comenzaron en serio después de que el auge de Oil Springs se calmara. [12]
"Aunque la industria tuvo un comienzo prometedor en el este, la condición de Ontario como importante productor de petróleo no duró mucho. Canadá se convirtió en un importador neto de petróleo durante la década de 1880. La dependencia del vecino Ohio como proveedor de petróleo crudo aumentó después de la llegada del automóvil a Canadá en 1898" . [3]
Según McKenzie-Brown, "los canadienses desarrollaron conocimientos sobre petróleo en aquellos primeros tiempos. El "petrolero" canadiense o perforador llegó a ser valorado en todo el mundo". [3]
" Los perforadores de Petrolia desarrollaron el método canadiense de perforación con pértiga, que resultó especialmente útil en nuevos yacimientos en los que las formaciones rocosas eran motivo de conjeturas. La técnica canadiense era diferente del método estadounidense con cable . Ahora obsoleto, la perforación con cable utiliza herramientas de perforación suspendidas de un cable que el perforador soltaba a medida que el pozo se profundizaba". [3]
"La plataforma de perforación con pértiga de Canadá utilizaba varillas o pértigas unidas entre sí, con una broca fijada al extremo de esta primitiva "cadena" de perforación. Las varillas de fresno negro eran la norma en los primeros tiempos de Petrolia. Las varillas de hierro llegaron más tarde. Al igual que el sistema de herramientas con cable, la perforación con pértiga utilizaba el peso de la cadena de perforación que golpeaba el suelo desde una torre de perforación de madera para hacer el agujero". [3]
"El registro no es lo suficientemente completo como para mostrar todos los lugares en los que los canadienses ayudaron a perforar. Sin embargo, los perforadores de Petrolia sin duda ayudaron a perforar en busca de petróleo en Java , Perú , Turquía , Egipto , Rusia , Venezuela , Persia , Rumania , Austria y Alemania . Uno de los pioneros canadienses de la perforación más conocidos fue William McGarvey . McGarvey adquirió propiedades petroleras en Galicia (ahora parte de Polonia ) y amasó una gran fortuna; luego vio sus propiedades destruidas cuando los ejércitos ruso y austríaco arrasaron el territorio durante la Primera Guerra Mundial ". [3]
McKenzie-Brown dijo en 2008 que los perforadores canadienses se mudaron a "lugares lejanos para practicar sus habilidades ampliamente respetadas". [3]
McKenzie-Brown afirmó que "la industria del gas natural también nació en el este de Canadá. Hay informes de alrededor de 1820 que hablan de jóvenes en el lago Ainslie, Nueva Escocia , que se divertían clavando palos en el suelo, sacándolos y luego encendiendo el gas natural que se escapaba". [3]
"En 1859, un explorador de petróleo encontró una filtración de gas natural cerca de Moncton , Nuevo Brunswick . El Dr. HC Tweedle encontró tanto petróleo como gas en lo que se convirtió en el campo de Dover, pero la filtración de agua impidió la producción de estos pozos". [3]
"Una consecuencia del auge de la perforación petrolera fue el descubrimiento de gas que contenía sulfuro de hidrógeno venenoso (gas "agrio") cerca de Port Colborne, Ontario. Ese descubrimiento de 1866 marcó el primero de muchos yacimientos de gas que se encontraron más tarde en la parte sudoeste de la provincia". [3]
" Eugene Coste , un joven geólogo formado en París que se convirtió en el padre de la industria del gas natural de Canadá, descubrió el primer pozo de producción de gas en el condado de Essex, Ontario, en 1889. Canadá exportó gas natural por primera vez en 1891 desde el campo Bertie-Humberstone en el condado de Welland hasta Buffalo, Nueva York. Posteriormente, el gas se exportó a Detroit desde el campo de Essex a través de un gasoducto de 20 centímetros bajo el río Detroit. En 1897, el gasoducto extendió el suministro de gas de Essex hasta su límite con la extensión de las exportaciones a Toledo, Ohio. Esto impulsó al gobierno de Ontario a revocar la licencia del gasoducto. Y en 1907, la provincia aprobó una ley que prohibía la exportación de gas natural y electricidad". [3]
"En 1909, el primer pozo de gas de Nuevo Brunswick se abrió con éxito en Stoney Creek, cerca de Moncton. Este yacimiento todavía abastece a los clientes de Moncton, aunque la ciudad ahora tiene una planta de gas propano para complementar el limitado suministro de gas natural". [3]
"El año 1911 marcó un hito para la industria del gas natural cuando tres empresas que utilizaban el yacimiento de gas Tilbury de Ontario se unieron para formar Union Gas Company of Canada, Limited. En 1924, Union Gas fue la primera empresa en utilizar el nuevo proceso Seabord o Koppers para eliminar el sulfuro de hidrógeno venenoso del gas de Tilbury". [3] Union se convirtió en una de las corporaciones más grandes de Canadá antes de su adquisición por Duke Energy , una empresa estadounidense.
"Esos fueron los primeros días de la industria petrolera de Canadá. La cuna estaba en el este, pero la industria sólo comenzó a madurar con los descubrimientos en el oeste de Canadá , en particular en Alberta ", según McKenzie-Brown. [3] Allí, la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá es más prolífica. El primer hallazgo de gas natural registrado en Alberta se produjo en 1883 en un pozo en la vía secundaria CPR n.° 8 en Langevin, cerca de Medicine Hat . Este pozo fue uno de una serie perforada en puntos dispersos a lo largo del ferrocarril para obtener agua para las locomotoras a vapor del Canadian Pacific Railway . El flujo de gas inesperado provocó un incendio y destruyó la plataforma de perforación". [3]
"Este hallazgo llevó al Dr. George M. Dawson, del Servicio Geológico de Canadá , a hacer una predicción notable. Al observar que las formaciones rocosas penetradas en este pozo eran comunes en el oeste de Canadá, profetizó correctamente que el territorio algún día produciría grandes volúmenes de gas natural". [3]
"En un pozo perforado cerca de Medicine Hat en 1890, esta vez en busca de carbón, también fluyó gas natural. El hallazgo impulsó a los funcionarios de la ciudad a acercarse a la CPR con vistas a perforar pozos más profundos en busca de gas. La empresa resultante condujo al descubrimiento en 1904 de la arena de gas de Medicine Hat, que ahora se reconoce como una fuente de gas no convencional . Más tarde, ese campo entró en producción para abastecer a la ciudad, la primera en Alberta en tener servicio de gas. Cuando Rudyard Kipling viajó por Canadá en 1907, comentó que Medicine Hat tenía "todo el infierno como sótano". [3]
"En el norte de Alberta, el gobierno del Dominio inició un programa de perforación para ayudar a definir los recursos de la región. Utilizando una plataforma traída desde Toronto, en 1893 el contratista AW Fraser comenzó a perforar en busca de petróleo líquido en Athabasca . Abandonó el pozo en 1894." [3] "En 1897, Fraser trasladó la plataforma a Pelican Rapids, también en el norte de Alberta. Allí encontró gas a 250 metros (820 pies). Pero el pozo se descontroló y fluyó sin control durante 21 años. No fue hasta 1918 que un equipo dirigido por AW Dingman logró cerrar el pozo." [3]
"Dingman, que desempeñó un papel importante en los primeros años de la industria, comenzó a proporcionar servicio de gas natural en Calgary a través de la Calgary Natural Gas Company. Después de recibir la franquicia en 1908, perforó un pozo exitoso en el este de Calgary en la finca Walker (un pozo que continuó produciendo hasta 1948). Luego colocó tuberías desde el pozo hasta la Calgary Brewing and Malting Company, que comenzó a utilizar el gas el 10 de abril de 1910". [3]
"Los primeros esfuerzos para desarrollar el petróleo en el oeste de Canadá fueron los de Kootenai Brown . Este pintoresco personaje, un hombre de la frontera con una educación en Eton y Oxford, fue probablemente el primer colono de Alberta". [3] En 1874, Brown presentó la siguiente declaración jurada ante Donald Thompson, el abogado residente en Pincher Creek : [13]
El eminente geólogo Dr. George M. Dawson me contrató como guía y empaquetador y me preguntó si había visto filtraciones de petróleo en esa zona y, en caso afirmativo, si sería capaz de reconocerlas. Entonces se enfrascó en una erudita discusión sobre el tema del petróleo. Posteriormente, algunos indios Stoney vinieron a mi campamento y mezclé un poco de melaza y aceite de carbón y se los di a beber, y les dije que si encontraban algo que tuviera ese sabor u olor, me lo hicieran saber. Algún tiempo después regresaron y me contaron sobre las filtraciones en Cameron Brook.
"En 1901, John Lineham de Okotoks organizó la Rocky Mountain Drilling Company. En 1902 perforó el primer pozo de exploración petrolera en Alberta en el sitio de estas filtraciones (ahora en el Parque Nacional de los Lagos Waterton ). A pesar de una pequeña recuperación de petróleo dulce de 34° API, ni este pozo ni siete intentos de exploración posteriores dieron como resultado producción". [3] El sitio es ahora un Sitio Histórico Nacional de Canadá . [14]
"En 1909, la actividad de exploración se trasladó a Bow Island, en el centro sur de Alberta, donde un descubrimiento de gas natural dio inicio a la industria del gas en el oeste de Canadá. El mismo Eugene Coste que había encontrado gas en Ohio y nuevamente en el sur de Ontario perforó el pozo de descubrimiento, Bow Island No. 1 (más conocido como "Old Glory"). Pronto, los gasoductos transportaron el gas de Bow Island a Medicine Hat, Lethbridge y Calgary, que utilizaban el combustible para calefacción y luz. Eugene Coste se convirtió en el fundador de la Canadian Western Natural Gas Company cuando fusionó la Calgary Natural Gas Company, la Calgary Gas Company y su Prairie Fuel Company en agosto de 1911". [3]
"A principios de 1914, la fiebre del petróleo arrasó Calgary y otras partes del sur de Alberta. Los inversores hacían cola fuera de las casas de bolsa improvisadas para participar en la actividad de exploración desencadenada por el descubrimiento de gas y petróleo húmedos el 14 de mayo de 1914 en Turner Valley , al suroeste de Calgary". [3] "Según se informa, en un período de 24 horas, los inversores y promotores formaron más de 500 "compañías petroleras". [15] [3] "Constituida un año antes, la Bolsa de Valores de Calgary no pudo controlar algunas de las prácticas inescrupulosas que privaron a muchos habitantes de Alberta de sus ahorros". [3]
"El pozo de descubrimiento que desencadenó esta oleada especulativa pertenecía a la Calgary Petroleum Products Company, una empresa formada por WS Herron, William Elder y AW Dingman. Bautizada como Dingman No. 1 en honor al socio a cargo de la perforación, el pozo producía gas natural con condensado , a veces denominado nafta . Esta mezcla de hidrocarburos, extraída del gas, era lo suficientemente pura como para quemarse en automóviles sin refinarla; se la conoció como gasolina "skunk" debido a su olor característico". [3]
La extracción de líquidos de gas natural, iniciada en Turner Valley, acabó convirtiéndose en una importante industria canadiense por derecho propio, como lo ilustra la historia de su desarrollo .
"El pozo Dingman y sus sucesores eran en realidad pozos de gas natural "húmedos" más que verdaderos pozos de petróleo. Las altas expectativas que generó el descubrimiento inicial dieron paso a la decepción en pocos años. De los pozos que tuvieron éxito fluyeron volúmenes relativamente pequeños de líquidos. En 1917, el Directorio de la Ciudad de Calgary enumeraba sólo 21 "empresas de extracción de petróleo", en comparación con las 226 de 1914". [3]
"Sin embargo, las perforaciones continuaron en Turner Valley y en 1924 se produjo otro descubrimiento importante. La Calgary Petroleum Products Company, reorganizada como Royalite Oil Company, perforó en piedra caliza paleozoica . El pozo explotó a 1.180 metros (3.870 pies)". [3]
"La explosión en Royalite No. 4 fue una de las más espectaculares en la historia de Alberta. Inicialmente fluía a 200.000 metros cúbicos por día, el caudal aumentó a unos 620.000 metros cúbicos por día cuando se cerró el pozo. La presión de cierre continuó aumentando y, cuando el manómetro marcó 1.150 libras por pulgada cuadrada (7.900 kPa), los perforadores corrieron para salvar sus vidas. En 20 minutos, 939 metros (3.081 pies) de tubería de 8 pulgadas (20 cm) y 3.450 pies (1.050 m) de tubería de 6 pulgadas (15 cm), que en conjunto pesaban 85 toneladas, subieron hasta la parte superior de la torre de perforación. El pozo se descontroló, se incendió y destruyó toda la plataforma. El fuego ardió durante 21 días. Finalmente, los expertos en control de pozos descontrolados de Oklahoma utilizaron una explosión de dinamita para apagar las llamas. Luego aplicaron el flujo de vapor combinado de siete calderas para mantener el fuego bajo control. que la antorcha se encienda de nuevo." [3]
"Sin que los exploradores de la época lo supieran, estos pozos extraían nafta de la capa de gas natural sobre el yacimiento petrolífero de Turner Valley. Después de dos años de perforaciones intermitentes, en 1936 el pozo Royalites No. 1 finalmente perforó el principal depósito de petróleo a más de 2.500 metros (8.200 pies)". [3]
"Este pozo, que convirtió a Turner Valley en el primer yacimiento petrolífero importante de Canadá y el más grande de la naciente Mancomunidad Británica , utilizó un financiamiento innovador. Los promotores normalmente vendían acciones de una empresa para financiar nuevos programas de perforación, pero durante la Depresión era difícil conseguir dinero para acciones. En cambio, RA Brown, George M. Bell y JW Moyer crearon una empresa llamada Turner Valley Royalties. Esa empresa ofrecía un porcentaje de la producción (una "regalía") a quienes estuvieran dispuestos a invertir dinero en esta aventura de largo plazo". [3]
" Las reservas de petróleo recuperables del yacimiento de Turner Valley eran probablemente de unos 19 millones de metros cúbicos. Aunque los lugareños se jactaban en su momento de que era "el mayor yacimiento petrolífero del Imperio Británico ", Turner Valley no era un yacimiento grande según los estándares posteriores. (A modo de comparación, el yacimiento de Pembina en el centro de Alberta -el más grande de Canadá- tenía reservas recuperables de unos 100 millones de metros cúbicos.) Pero además de ser una importante fuente de suministro de petróleo para el entonces pequeño mercado del oeste de Canadá, el yacimiento tuvo un importante impacto a largo plazo. Ayudó a desarrollar la experiencia petrolera en el oeste de Canadá y estableció a Calgary como la capital del petróleo y el gas de Canadá". [3]
"Durante muchos años Turner Valley se atribuyó un dudoso honor el enorme desperdicio de gas natural. Royalite tenía el monopolio de las ventas a la Canadian Western Natural Gas Company , por lo que otros productores no podían vender su gas. Pero todos los productores querían sacar provecho de los líquidos de gas natural, cuyos mercados estaban en expansión. Por lo tanto, la práctica común pasó a ser pasar el gas a través de separadores y luego quemarlo. Esto redujo en gran medida la presión sobre el depósito de petróleo, lo que redujo la cantidad de petróleo recuperable. Pero la magnitud del problema no quedó clara hasta que más tarde se descubrió la columna de petróleo". [3]
"Las llamaradas eran visibles en el cielo a kilómetros de distancia. Muchas de ellas se encontraban en un pequeño barranco conocido por los lugareños como Hell's Half Acre. Debido a la presencia de las llamaradas, la hierba permanecía verde todo el año y las aves migratorias pasaban el invierno en su calor". [3] Un periodista de Manchester, Inglaterra, describió el lugar con estas floridas palabras: [13]
... Al verlo, puedes imaginarte cómo es el infierno de Dante... un torrente de llamas que se dispara a 40 pies (12 m) de altura... un resplandor rojizo que se puede ver a 50 millas (80 km) de distancia... el espectáculo más impresionante... los hombres han visto a las huestes del infierno levantarse... el monstruo titánico que acecha desde las profundidades del Hades...
Mientras continuaba la quema de gas , la comunidad empresarial discutía seriamente formas de comercializar el gas. Por ejemplo, a principios de 1929, WS Herron, un pionero del valle de Turner, promovió públicamente la idea de construir un gasoducto hasta Winnipeg. Casi al mismo tiempo, una empresa estadounidense solicitó una franquicia para distribuir gas natural a Regina. El Banco de Dakota del Norte ofreció comprar 1,4 millones de metros cúbicos por día.
"A principios de 1930, se hablaba de construir un gasoducto desde Turner Valley hasta Toronto. Los cálculos indicaban que el envío de gas a Toronto costaría 2,48 dólares por cada mil metros cúbicos. Un comité parlamentario estudió formas de hacer pasar el gas residual por pozos viejos, instalar plantas de producción de negro de carbón o exportar el gas a los Estados Unidos. Otra propuesta exigía la producción de metano licuado". [3]
"Sin embargo, la Depresión ya había afectado a Canadá, que tal vez se vio más afectado que cualquier otro país del mundo. La inversión de capital se volvió cada vez menos atractiva y las perforaciones en Turner Valley se detuvieron a medida que la situación económica empeoraba". [3]
"El gobierno federal poseía los derechos mineros que no estaban en manos de la Canadian Pacific Railway , la Calgary & Edmonton Corporation o de las propiedades individuales. El gobierno intentó frenar la quema de gas, pero las dificultades legales hicieron que sus esfuerzos fueran de poca utilidad. Sin embargo, una medida de conservación federal tuvo éxito. El 4 de agosto de 1930, comenzaron las operaciones para almacenar el excedente de gas de Turner Valley en el campo agotado de Bow Island". [3]
"Un esfuerzo anterior para controlar el desperdicio resultó en una Orden del Consejo emitida el 26 de abril de 1922, que prohibía las perforaciones desviadas a menos de 70 metros (230 pies) de cualquier límite de concesión. Mantener los pozos separados entre sí, como lo hizo esta regulación, evita el agotamiento demasiado rápido de un campo". [3]
Después de largas negociaciones, el "gobierno federal transfirió la propiedad de los recursos naturales a las provincias a partir del 1 de octubre de 1930. Poco después, el gobierno de Alberta promulgó una ley para regular los pozos de petróleo y gas". [3] En octubre de 1931, la legislatura provincial aprobó un proyecto de ley (basado en un informe de un comité asesor provincial) para controlar la situación del valle de Turner. Si bien la mayoría de los operadores apoyaron esta ley, un operador independiente, Spooner Oils Ltd., inició procedimientos legales para que la ley se declarara ultra vires ; esto tuvo éxito en una sentencia de la Corte Suprema de Canadá dictada el 3 de octubre de 1933. [16] Alberta pidió a Ottawa que aprobara una legislación que confirmara la ley provincial; el gobierno federal, sin embargo, desestimó la solicitud diciendo que los recursos naturales estaban bajo jurisdicción provincial". [3]
"En 1932, la recién creada Junta de Conservación de Gas de Turner Valley propuso reducir la producción a la mitad y unificar el campo para reducir los desechos. Pero los productores no pudieron llegar a un acuerdo sobre esta cuestión y la idea quedó en el camino. Y así, las disputas legales paralizaron cualquier medida de conservación real hasta 1938. En ese año, el gobierno federal confirmó el derecho de la provincia a promulgar leyes para conservar los recursos naturales ". [3]
"Con este respaldo, en julio de 1938 la provincia creó la Junta de Conservación del Petróleo y el Gas Natural de Alberta (hoy conocida como Junta de Conservación de los Recursos Energéticos ). Las nuevas reglas de unificación limitaron el espaciamiento de los pozos a aproximadamente 40 acres (16 ha ) por pozo. La junta también redujo la producción de petróleo del campo. Esto redujo la quema de gas natural, pero sólo se produjo después de que se desperdiciaran aproximadamente 28 mil millones de metros cúbicos. Las lecciones de Turner Valley causaron impresión en todo el mundo a medida que se comprendía mejor la necesidad de conservación y su impacto en la recuperación final. Los países que formularon sus primeras leyes petroleras a menudo han utilizado la legislación de Alberta como modelo". [3]
"Además de contribuir a la conservación, la solución de los desafíos técnicos de Turner Valley con tecnología innovadora también ayudó a que el yacimiento ganara un lugar en la historia temprana del petróleo y el gas. Si no se corregían, los pozos de perforación se desviaban 22 grados o más de su curso. A medida que el gas a alta presión del yacimiento se expandía, enfriaba rápidamente el equipo de producción, lo que complicaba el proceso de producción. Otros problemas incluían la corrosión externa, las fallas de la carcasa, el agrietamiento por corrosión bajo tensión por sulfuro, la corrosión dentro de los tanques de almacenamiento de petróleo y los inviernos fríos". [3]
"Las primeras perforaciones se hacían con equipos de perforación con herramientas de cable de madera que perforaban un agujero en el suelo. Estos monstruos dominaron la escena de la perforación hasta mediados de la década de 1920. La perforación rotatoria (que desde entonces ha reemplazado la perforación con herramientas de cable) y la perforación con diamante hicieron su aparición en Turner Valley en 1925. La inyección de nitrógeno llegó en 1927 para mejorar la producción en McLeod No. 2. La acidificación hizo su debut en Canadá en 1936 en Model No. 3. El gas depurador para extraer sulfuro de hidrógeno comenzó en 1925. La represurización del campo comenzó en 1944 y la inundación con agua comenzó en 1948" . [3]
"En 1924, tan solo unos meses después de que Union Gas completara una instalación de depuración para su gas Tilbury en Ontario, Royalite comenzó a endulzar el gas del pozo Royalite #4, que contenía sustancias agrias, a través de una planta similar. Este proceso eliminaba el H2S del gas, pero no extraía el azufre como elemento químico. Este desarrollo se produjo hasta 1952, cuando una planta de recuperación de azufre en Turner Valley comenzó a producir azufre crudo". [3]
"La producción de petróleo del valle de Turner alcanzó su punto máximo en 1942, en parte porque la Junta de Conservación de Petróleo y Gas aumentó la producción permitida como parte del esfuerzo bélico de la Segunda Guerra Mundial . Durante ese período, los resultados de las exploraciones en otras partes del oeste de Canadá fueron decepcionantes. Los únicos descubrimientos significativos fueron pequeños yacimientos de petróleo pesado. Los hallazgos de gas natural fueron en su mayoría poco rentables, ya que los pocos gasoductos del oeste de Canadá eran pequeños y ya estaban bien abastecidos". [3]
Los flujos naturales de petróleo y gas propiciaron las primeras exploraciones exitosas en las estribaciones de Alberta. Sin embargo, esos descubrimientos no fueron únicos. Los primeros colonos encontraron con frecuencia filtraciones de petróleo y gas en el oeste de Canadá , generalmente cerca de ríos, arroyos y riachuelos.
En Rolla, Columbia Británica, por ejemplo, una observación de este tipo llamó la atención de Imperial Oil y en 1922 la compañía financió una exploración para investigar. Se perforó un pozo y se encontró petróleo y gas. Sin embargo, la lejanía de la región del río Peace respecto del mercado y la falta de un buen transporte obstaculizaron la explotación comercial de la zona. Sin embargo, hoy en día, el noreste de Columbia Británica es una región activa de exploración y producción dentro de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá. El desarrollo comercial data de la década de 1950.
En los años anteriores a la guerra se perforaron con éxito muchos pozos pequeños en el oeste de Canadá, pero antes de la Segunda Guerra Mundial no hubo grandes descubrimientos de petróleo fuera de Turner Valley.
Todo esto cambió en 1947, cuando Imperial Oil descubrió petróleo ligero justo al sur de Edmonton . El éxito de Imperial se inspiró en su descubrimiento mucho anterior en Norman Wells , en los Territorios del Noroeste . El vínculo era que parecía haber arrecifes devónicos en Alberta. En el descubrimiento de Norman Wells , Imperial había localizado precisamente un yacimiento de ese tipo en la década de 1920.
Durante la década de 1930 y principios de la de 1940, las compañías petroleras intentaron sin éxito encontrar un sustituto para las reservas menguantes del valle de Turner. Según la leyenda, Imperial Oil había perforado 133 pozos secos en Alberta y Saskatchewan, aunque los registros muestran que muchos de esos pozos eran descubrimientos de gas natural que no eran rentables en ese momento.
En 1946, la empresa decidió llevar a cabo un último programa de perforación de este a oeste en Alberta. Los pozos serían "exploradores" (pozos exploratorios) perforados en busca de nuevos yacimientos. El primer sitio de perforación fue Leduc No. 1 en un campo en la granja de Mike Turta, a 15 kilómetros al oeste de Leduc y a unos 50 kilómetros al sur de Edmonton. Ubicado en una anomalía sísmica débil, el pozo era un auténtico pozo exploratorio. No se había realizado ninguna perforación de ningún tipo en un radio de 80 kilómetros.
La perforación comenzó el 20 de noviembre de 1946 y continuó durante un invierno "muy frío", según los miembros de la tripulación de la plataforma. Al principio, la tripulación pensó que el pozo era un descubrimiento de gas, pero había señales de algo más. A 1.530 metros (5.020 pies), la perforación se aceleró y las primeras muestras de barrena mostraron petróleo libre en dolomita, una buena roca de depósito. Después de la extracción, el petróleo fluyó a la superficie durante una prueba de perforación a 1.544 metros (5.066 pies).
La Imperial Oil decidió inaugurar el pozo con gran fanfarria a las 10 de la mañana del 13 de febrero de 1947. La compañía invitó al alcalde de Edmonton y a otros dignatarios. Sin embargo, la noche anterior a la ceremonia, el equipo de limpieza se estropeó. La cuadrilla trabajó toda la noche para repararlo. Pero pasaron las 10 de la mañana y no fluía petróleo. Muchos de los invitados se marcharon.
Finalmente, a las 16:00 horas, la cuadrilla logró que el pozo comenzara a fluir. Los espectadores, que ahora eran apenas unas 100 personas, vieron una espectacular columna de humo y fuego junto a la torre de perforación cuando la cuadrilla quemó el primer gas y petróleo. El ministro de minas de Alberta, NE Tanner, giró la válvula para que el petróleo comenzara a fluir (a un ritmo inicial de unos 155 metros cúbicos por día) y la industria petrolera canadiense entró en la era moderna. Este pozo marcó el descubrimiento de lo que se convirtió en el campo Leduc/Woodbend, que desde entonces ha producido unos 50 millones de metros cúbicos (más de 300 millones de barriles) de petróleo.
Imperial no perdió tiempo. El 12 de febrero, la compañía había comenzado a perforar Leduc No. 2, a unos tres kilómetros al suroeste de No. 1, tratando de extender la formación productora. Pero no apareció nada a ese nivel y los funcionarios de la compañía discutieron sobre cómo proceder. Un grupo propuso abandonar el pozo, en su lugar perforar un desvío directo a No. 1; otro grupo quería continuar perforando No. 2 en una prueba estratigráfica profunda. Pero la perforación continuó. El 10 de mayo, a 1.657 metros (5.436 pies), No. 2 golpeó el arrecife Devónico mucho más grande, que más tarde resultó ser la formación geológica más prolífica en Alberta, la Formación Leduc .
El yacimiento Leduc No. 1 dejó de producir en 1974, tras la producción de unos 50.300 metros cúbicos (320.000 barriles) de petróleo y 9 millones de metros cúbicos (320 millones de pies cúbicos) de gas natural. El 1 de noviembre de 1989, Esso Resources (la división de exploración y producción de Imperial) comenzó a explotar el yacimiento como depósito de gas.
Los descubrimientos de Leduc colocaron a Alberta en el mapa petrolero mundial. La noticia de los hallazgos se difundió rápidamente, en gran parte debido a una explosión espectacular en los primeros días del desarrollo de este campo. En marzo de 1948, los perforadores del pozo Atlantic Leduc #3 perdieron la circulación de lodo en la parte superior del arrecife y el pozo explotó.
En palabras de un periodista, "El pozo apenas había perforado el depósito principal de producción a una milla por debajo de la superficie cuando una poderosa oleada de presión disparó el lodo de perforación a través de la tubería y 150 pies (46 m) en el aire. Mientras el suelo temblaba y un rugido agudo salía del pozo, el lodo fue seguido por una gran columna sucia de petróleo y gas que salpicó el suelo cubierto de nieve. Los perforadores bombearon varias toneladas de lodo de perforación por el agujero, y después de treinta y ocho horas, el flujo salvaje se selló, pero no por mucho tiempo. Unos 2.800 pies (850 m) por debajo de la superficie, la tubería de perforación se había roto, y a través de esta ruptura, la presión del depósito forzó al petróleo y al gas a formaciones más superficiales . A medida que la presión aumentaba, el petróleo y el gas fueron forzados a la superficie a través de grietas y grietas. Géiseres de lodo, petróleo y gas brotaron del suelo en cientos de cráteres en un terreno de 10 acres (40.000 m 2 ) área alrededor del pozo". [13] El Atlantic #3 finalmente se incendió y la tripulación trabajó frenéticamente durante 59 horas para apagar el incendio.
Se necesitaron seis meses, dos pozos de alivio y la inyección de 160.000 metros cúbicos de agua del río para controlar el pozo, un logro que las tripulaciones celebraron el 9 de septiembre de 1948. Los esfuerzos de limpieza recuperaron casi 180.000 metros cúbicos de petróleo en una serie de zanjas y charcas de recolección. El tamaño de la explosión y la operación de limpieza se sumaron a la leyenda. Cuando el Atlantic #3 volvió a estar bajo control, todo el mundo sabía, por los noticieros y las fotografías del derrame, que las palabras "petróleo" y "Alberta" eran inseparables.
La exploración experimentó un auge. En 1950, Alberta era uno de los puntos calientes de exploración del mundo y la actividad sísmica aumentó hasta 1953. Después del ataque de Leduc, quedó claro que los arrecifes devónicos podían ser prolíficos yacimientos de petróleo y la exploración se concentró en la búsqueda de estructuras similares. A esto le siguió una serie de descubrimientos importantes y la industria comenzó a apreciar la diversidad de estructuras geológicas en la provincia que podrían contener petróleo. Los primeros descubrimientos de arrecifes incluyeron Redwater en 1948, Golden Spike en 1949, Wizard Lake, Fenn Big Valley y Bonnie Glen en 1951 y Westerose en 1952. En 1953, Mobil Oil hizo un descubrimiento cerca de Drayton Valley , en una formación de arenisca . En 1956, más de 1.500 pozos de desarrollo salpicaban lo que se convirtió en el campo petrolífero de Pembina (el campo más grande del oeste de Canadá) sin apenas un pozo seco entre ellos, y la Formación Cardium, que contenía petróleo, fue bautizada como Cardium Freeway . El yacimiento Swan Hills , descubierto en 1957, explotó una formación de roca carbonatada .
Antes de Leduc, la industria petrolera conocía desde hacía tiempo los yacimientos de arenas petrolíferas. Varias empresas ya producían petróleo pesado en Alberta y Saskatchewan . Los yacimientos de petróleo de Turner Valley, cerca de Calgary, llevaban casi 35 años en producción y el arrecife devónico de Norman Wells, en los Territorios del Noroeste, se había descubierto un cuarto de siglo antes.
En la década posterior a Leduc, la industria identificó muchos más tipos de yacimientos, incluidos los de Daly, Manitoba en 1951, Midale, Saskatchewan en 1953 y Clarke Lake, Columbia Británica en 1956. Y en los años posteriores, el sector ha encontrado muchas más trampas de petróleo en la cuenca occidental de Canadá, especialmente dentro de las fronteras de Alberta. La región tiene una gran diversidad geológica.
En su máximo auge, en 1973, más del 78 por ciento de la producción de petróleo y gas de Canadá estaba en manos de extranjeros y más del 90 por ciento de las empresas productoras de petróleo y gas estaban bajo control extranjero, en su mayoría estadounidense. Esto impulsó el Programa Nacional de Energía durante el gobierno de Trudeau . [17]
En 1853, una pequeña línea de transmisión de gas en Quebec estableció a Canadá como líder en la construcción de oleoductos. Una tubería de hierro fundido de 25 kilómetros de longitud transportaba gas natural a Trois-Rivières , Quebec , para iluminar las calles. Probablemente era el oleoducto más largo del mundo en ese momento. Canadá también se jactó de tener el primer oleoducto del mundo cuando, en 1862, una línea conectó el campo petrolífero de Petrolia con Sarnia, Ontario . En 1895, el gas natural comenzó a fluir a los Estados Unidos desde el campo Essex de Ontario a través de un oleoducto de 20 centímetros tendido bajo el río Detroit.
En el oeste de Canadá, Eugene Coste construyó el primer oleoducto importante en 1912. La línea de gas natural de 274 kilómetros conectaba el yacimiento de gas de Bow Island con los consumidores de Calgary. El debut de Canadá en la construcción de oleoductos en el norte se produjo durante la Segunda Guerra Mundial, cuando la línea Canol, de corta duración, transportó petróleo desde Norman Wells hasta Whitehorse (964 kilómetros), con líneas de suministro adicionales a Fairbanks y Skagway, Alaska , EE. UU., y a Watson Lake, Yukón . Las prioridades de la guerra aseguraron la finalización del costoso oleoducto en 1944 y su abandono en 1946.
En 1947, sólo tres oleoductos canadienses transportaban productos al mercado. Uno transportaba petróleo desde Turner Valley hasta Calgary. Un segundo transportaba crudo importado desde la costa de Maine hasta Montreal, mientras que el tercero llevaba petróleo estadounidense del centro del continente a Ontario. Pero el descubrimiento de Leduc y los posteriores descubrimientos en Alberta crearon una oportunidad para construir oleoductos a mayor escala. A medida que las reservas aumentaban, los productores clamaban por mercados. Con su densidad de población y un extenso sistema de refinación que dependía de Estados Unidos y el Caribe para el petróleo crudo, Ontario era una excelente perspectiva. La costa oeste ofrecía otra opción lógica, aún más cercana, aunque separada de los yacimientos petrolíferos por las imponentes Montañas Rocosas. La industria aprovechó estas oportunidades con vigor.
La construcción del sistema de oleoductos interprovinciales desde Alberta hasta el centro de Canadá comenzó en 1949 con estudios y adquisiciones. La construcción del tramo Edmonton/Regina/Superior (Wisconsin) comenzó a principios de 1950 y concluyó solo 150 días después. La línea comenzó a transportar petróleo desde Edmonton hasta los Grandes Lagos, una distancia de 1.800 kilómetros, antes de fin de año. En 1953, la compañía extendió el sistema a Sarnia, Ontario, y en 1957 a Toronto. Otras ampliaciones han extendido el oleoducto a Montreal, Chicago e incluso a Wood River en el sur de Illinois. El oleoducto interprovincial de petróleo crudo (ahora parte de Enbridge Inc. ) fue el oleoducto más largo del mundo cuando se construyó por primera vez; el oleoducto más largo ahora es el oleoducto Druzhba desde Siberia . Hasta la finalización del gasoducto TransCanada, también fue el oleoducto más largo del mundo.
El oleoducto IPL cambió fundamentalmente el precio del petróleo de Alberta para hacerlo sensible a factores internacionales en lugar de regionales. El precio en boca de pozo reflejaba el precio del petróleo en Sarnia , menos los peajes del oleoducto para transportarlo allí. IPL es, con diferencia, el oleoducto de petróleo crudo más largo del hemisferio occidental. La construcción de líneas adicionales junto al original amplió el sistema interprovincial y permitió su extensión al Medio Oeste estadounidense y al norte del estado de Nueva York. En 1976, tenía 3.680 kilómetros a través de una extensión a Montreal. Aunque ayudó a garantizar la seguridad del suministro en la década de 1970, la extensión se convirtió en una amenaza para los productores de petróleo canadienses después de la desregulación en 1985. Como las refinerías de Montreal utilizaban petróleo importado más barato, existía la preocupación dentro de la industria de que una propuesta de utilizar el oleoducto para llevar petróleo extranjero a Sarnia pudiera socavar los mercados tradicionales del petróleo del oeste de Canadá.
La situación del suministro de petróleo en el continente norteamericano se volvió crítica durante la Guerra de Corea y ayudó a permitir la construcción por parte de la Trans Mountain Oil Pipe Line Company [18] de una instalación de transmisión desde Edmonton a Vancouver y, más tarde, a la zona de Seattle. El petróleo se trasladó por primera vez a través del sistema de 1.200 kilómetros y 93 millones de dólares en 1953. El terreno accidentado hizo que el oleoducto Trans Mountain fuera un logro extraordinario de ingeniería. Cruzó las Montañas Rocosas, las montañas de la Columbia Británica central y 98 arroyos y ríos. En el lugar donde cruza por debajo del río Fraser hacia Vancouver en Port Mann, 700 metros (2.300 pies) de tubería yacen enterrados casi 5 metros (16 pies) por debajo del lecho del río. En su punto más alto, el oleoducto se encuentra a 1.200 metros (3.900 pies) sobre el nivel del mar.
Para apoyar estos importantes oleoductos, la industria desarrolló gradualmente una compleja red de líneas de alimentación en las tres provincias más occidentales. Una adición histórica a este sistema fue el oleoducto Norman Wells de 866 kilómetros, que en realidad era una extensión de la línea Interprovincial. Este oleoducto acompañó la expansión y la inundación del yacimiento petrolífero, y comenzó a transportar 600 metros cúbicos de petróleo por día a Zama , en el noroeste de Alberta, a principios de 1985. Desde Zama, el petróleo de Norman Wells viaja a través de otras arterias de petróleo crudo a los mercados de Canadá y Estados Unidos. El oleoducto Interprovincial fue la base a partir de la cual creció la gran corporación canadiense Enbridge .
Durante gran parte del siglo XX, los canadienses consideraban al gas natural como un patrimonio, un recurso esencial que había que administrar con sumo cuidado para el futuro. En cambio, en general consideraban al petróleo como un producto básico más. Solo en circunstancias especiales se debatía públicamente sobre las exportaciones de crudo.
Las actitudes canadienses respecto del gas se remontan a fines del siglo XIX, cuando Ontario suspendió las exportaciones. La provincia comenzó a exportar gas natural en 1891 a Buffalo, Nueva York, desde el campo Bertie-Humberstone, cerca de Welland, Ontario . Otro gasoducto bajo el río Detroit transportaba gas desde el campo de Essex hasta Detroit . Y en 1897, un gasoducto a Toledo, Ohio, comenzó a gravar el campo de gas de Essex hasta sus límites. Como resultado, el gobierno de Ontario revocó las licencias de los gasoductos y aprobó una ley que prohibía la exportación tanto de gas como de electricidad.
Las razones que sustentan las políticas proteccionistas de Canadá respecto del gas natural son complejas, pero están estrechamente vinculadas al valor que tiene el gas para la calefacción en un clima frío. Estas cuestiones no se resolvieron definitivamente en favor del continentalismo hasta la implementación del Tratado de Libre Comercio de América del Norte en los años 1990.
A fines de la década de 1940, la Junta de Conservación de Alberta había eliminado la mayoría de las prácticas de producción derrochadoras asociadas con el yacimiento de petróleo y gas de Turner Valley. A medida que los nuevos descubrimientos de gas natural saludaban a los perforadores en la búsqueda de petróleo impulsada por Leduc, la industria comenzó a reclamar licencias para exportar gas natural. Fue entonces cuando descubrieron que obtener permisos para exportar gas natural de Alberta era políticamente más complejo que obtener permisos para exportar petróleo. Antes de dar la aprobación, el gobierno provincial designó a la Comisión de Gas Natural de Dinning para que investigara las posibles reservas de Alberta y la demanda futura.
En su informe de marzo de 1949, la Comisión Dinning apoyó el principio de que los habitantes de Alberta debían tener prioridad en el suministro de gas natural a la provincia y que los canadienses debían tener prioridad sobre los usuarios extranjeros si se generaba un excedente exportable. Alberta aceptó las recomendaciones de la Comisión Dinning y más tarde declaró que sólo autorizaría las exportaciones de gas que excedieran de un suministro de 30 años.
Poco después, la Asamblea Legislativa de Alberta aprobó la Ley de Conservación de los Recursos Gasíferos, que otorgó a Alberta un mayor control sobre el gas natural en boca de pozo y autorizó a la Junta de Conservación a emitir permisos de exportación. Esto condujo a la creación de la Línea Troncal de Gas de Alberta, que recogía el gas de los pozos de la provincia y lo entregaba en los puntos de salida.
Hubo muchas razones para la creación de AGTL. Una de ellas fue que el gobierno provincial consideró sensato tener un sistema único de recolección en Alberta para alimentar los oleoductos de exportación, en lugar de varias redes separadas. Otra fue que los oleoductos que cruzan las fronteras provinciales y los que salen del país caen bajo jurisdicción federal. Al crear una entidad separada para transportar gas dentro de Alberta, el gobierno provincial detuvo la autoridad de Ottawa en la frontera. AGTL, constituida en 1954, emitió acciones públicas en 1957. La empresa luego se reestructuró como NOVA Corporation, vendió sus activos de oleoductos (ahora operados principalmente por TransCanada Corporation ) y se transformó en NOVA Chemicals .
Los objetivos de política del gobierno federal en ese momento reflejaban la preocupación por la integración nacional y la equidad entre los canadienses. En 1949, Ottawa creó un marco para regular los gasoductos interprovinciales e internacionales con su Ley de Gasoductos. El gobierno federal, al igual que Alberta, trataba al gas natural como un recurso tan importante para la seguridad nacional que era necesario garantizar el suministro interno en el futuro previsible antes de permitir las exportaciones.
Aunque los estadounidenses estaban interesados en las exportaciones canadienses, comprensiblemente querían gas barato. Después de todo, su industria de gas natural era un actor importante en la economía estadounidense y los responsables políticos estadounidenses no estaban dispuestos a permitir la competencia extranjera a menos que hubiera un beneficio económico claro. En consecuencia, los grandes proyectos de transporte de gas eran política y económicamente inciertos.
Entre el primer grupo de solicitantes que esperaban extraer el gas natural de Alberta se encontraba Westcoast Transmission Co. Ltd. , respaldada por el empresario nacido en Columbia Británica Frank McMahon . El plan Westcoast, que finalmente se llevó a cabo en una forma ligeramente modificada, tomaba gas del noroeste de Alberta y el noreste de Columbia Británica y lo enviaba por tuberías a Vancouver y al noroeste del Pacífico estadounidense , abasteciendo el interior de Columbia Británica en el camino. A excepción de una pequeña exportación de gas a Montana que comenzó en 1951, Westcoast fue el primer solicitante en recibir permiso para extraer gas de Alberta.
Aunque la propuesta fue rechazada en 1951, Westcoast recibió en 1952 permiso para extraer 50 mil millones de pies cúbicos (1,4 × 10 9 m 3 ) de gas de la zona del río Peace de Alberta anualmente durante cinco años. Posteriormente, la empresa hizo descubrimientos de gas al otro lado de la frontera en Columbia Británica que respaldaron aún más el plan. Sin embargo, la Comisión Federal de Energía de los Estados Unidos (más tarde la Comisión Federal Reguladora de la Energía ) rechazó la propuesta de Westcoast en 1954 después de tres años de audiencias y 28.000 páginas de testimonios.
Sin embargo, al cabo de dieciocho meses, Westcoast regresó con una propuesta revisada, encontró un nuevo participante en la iniciativa y recibió la aprobación de la FPC. Comenzó la construcción del primer gran gasoducto de exportación de Canadá.
La construcción del tramo canadiense de la línea costó 198 millones de dólares y en su momento fue la mayor inversión privada en la historia del país. Construida en los veranos de 1956 y 1957, la línea transportó gas desde las zonas de Fort St. John y Peace River a lo largo de 1.250 kilómetros hasta Vancouver y la frontera con Estados Unidos.
TransCanada PipeLines Limited también solicitó permiso con anticipación para transportar gas natural desde Alberta. Dos solicitantes expresaron originalmente interés en transportar gas hacia el este: la Canadian Delhi Oil Company (ahora llamada TCPL) propuso transportar gas a las principales ciudades del este de Canadá por una ruta totalmente canadiense, mientras que Western Pipelines quería detenerse en Winnipeg con un ramal al sur para venderlo al medio oeste de los Estados Unidos. En 1954, CD Howe obligó a las dos compañías a una unión forzada, y la ruta totalmente canadiense fue la preferida por su competidora, más económica pero con rutas estadounidenses.
Esta solución impuesta reflejó los problemas encontrados con la construcción del oleoducto interprovincial. A pesar de la velocidad de su construcción, la línea anterior provocó un acalorado debate en el Parlamento, en el que la oposición argumentó que los centros canadienses merecían consideración antes que los clientes estadounidenses y que "el oleoducto principal que transportaba petróleo canadiense debía tenderse en suelo canadiense". Al construir su línea principal de gas natural a lo largo de una ruta enteramente canadiense, TCPL dio cabida a los sentimientos nacionalistas, resolviendo un problema político para el gobierno federal.
El proceso de reglamentación de TCPL resultó largo y arduo. Después de rechazar propuestas dos veces, Alberta finalmente otorgó su permiso para exportar gas desde la provincia en 1953. Al principio, la provincia esperó a que los exploradores demostraran que las reservas de gas eran suficientes para sus necesidades de treinta años, con la intención de permitir sólo las exportaciones que excedieran esas necesidades. Después de superar este obstáculo, el gobierno federal prácticamente obligó a TCPL a fusionarse con Western Pipelines. Cuando esta TCPL reorganizada se presentó ante la Comisión Federal de Energía para obtener permiso para vender gas a los Estados Unidos, los estadounidenses lo recibieron con frialdad. La FPC se mostró escéptica respecto de la financiación del proyecto y no le impresionaron las reservas de Alberta.
Los problemas de ingeniería hicieron que el tramo de 1.090 kilómetros que cruza el Escudo Canadiense fuera el tramo más difícil del oleoducto TransCanada . Creyendo que los costos de construcción podrían hacer que la línea fuera antieconómica, los patrocinadores del sector privado se negaron a financiar esta parte de la línea. Como el gobierno federal quería que se instalara la línea por razones nacionalistas, los liberales reinantes presentaron un proyecto de ley ante el Parlamento para crear una corporación de la corona que construyera y fuera dueña de la parte del Escudo Canadiense de la línea, alquilándola de nuevo a TCPL. El gobierno restringió el debate sobre el proyecto de ley para que la construcción comenzara en junio, sabiendo que los retrasos más allá de ese mes pospondrían todo el proyecto un año. El uso del cierre creó un furor que se extendió fuera del Parlamento y llegó a la prensa. Conocido como el Gran Debate del Oleoducto, este episodio parlamentario contribuyó a la derrota del gobierno de Louis St. Laurent en las urnas en 1957. Pero el proyecto de ley fue aprobado y comenzó la construcción del oleoducto TransCanada.
Un escándalo bursátil en torno a Northern Ontario Natural Gas , el contratista del tramo norte de Ontario del gasoducto, también implicó al alcalde de Sudbury , Leo Landreville , y a los ministros del gabinete provincial de Ontario, Philip Kelly, William Griesinger y Clare Mapledoram entre 1955 y 1958. [19]
La finalización de este proyecto fue un logro tecnológico espectacular. En los tres primeros años de construcción (1956-58), los trabajadores instalaron 3.500 kilómetros de tuberías, que se extendían desde la frontera entre Alberta y Saskatchewan hasta Toronto y Montreal. El servicio de gas a Regina y Winnipeg comenzó en 1957 y la línea llegó a Lakehead antes de finales de ese año. A finales de 1957, durante una prueba de línea de alta presión en la sección de la línea de Winnipeg a Port Arthur (hoy llamada Thunder Bay ), alrededor de cinco kilómetros y medio de tubería explotaron cerca de Dryden . Después de rápidas reparaciones, la línea entregó gas de Alberta a Port Arthur antes de fin de año, haciendo todo el viaje con su propia presión en boca de pozo.
La construcción del tramo del Escudo Canadiense requirió detonaciones continuas. En un tramo de 320 metros (1050 pies), el equipo de construcción perforó agujeros de 2,4 metros (8 pies) en la roca, tres en línea, a intervalos de 56 centímetros (22 pulgadas). La dinamita rompió otros tramos, de 300 metros (1000 pies) a la vez.
El 10 de octubre de 1958, una última soldadura completó la línea y el 27 de octubre, el primer gas de Alberta llegó a Toronto. Durante más de dos décadas, el gasoducto Transcanadiense fue el más largo del mundo. Recién a principios de los años 80, su longitud fue superada por un gasoducto soviético que iba desde Siberia hasta Europa Occidental.
Con estos acontecimientos (el descubrimiento y desarrollo de yacimientos de petróleo y gas y de infraestructura de procesamiento y transporte), la industria petrolera de Canadá sentó sus bases. Sin embargo, en las décadas siguientes, la industria comenzó a desarrollar otros recursos petroleros nacionales, entre ellos las arenas petrolíferas y los depósitos de petróleo pesado, y las fronteras norte y de alta mar . Además, el sector del gas natural construyó extensas instalaciones de extracción de líquidos de gas natural . En conjunto, estos avances ayudaron a Canadá a crear una de las industrias petroleras más grandes y complejas del mundo.
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